8月19日，印尼能源与矿产资源部长Bahlil Lahadalia先生在第十二届印度尼西亚国际地热大会暨展览会（IIGCE 2026）期间表示，政府已与印尼国家电力公司PLN总经理Darmawan Prasodjo先生就相关项目进行讨论，计划于2026年启动第一阶段30GW光伏项目招标。 Bahlil先生表示，政府今年将进入30GW项目的第一阶段，并开始推进招标工作。此前，印尼总统Prabowo Subianto先生已提出在未来数年内建设100GW光伏发电容量，并加快淘汰柴油发电机组。 SMM认为，此次表态释放出印尼光伏政策明显提速的信号，但“启动招标”与项目完成建设、正式并网之间仍存在较长的转化链条。30GW现阶段更应被视为首期项目储备及采购目标，尚不能直接等同于2026年新增装机或组件即时需求。 首期目标由17GW升至30GW，政策预期快速上调 2026年5月，印尼能源与矿产资源部提出先行推进17GW光伏，并为项目配套储能设施。 此次Bahlil先生进一步将第一阶段目标提高至30GW，意味着印尼政府正在显著上调近期光伏项目推进规模。 不过，首期目标在数月内由117GW调整至30GW，也反映出100GW计划仍处于快速设计和政策协调阶段。项目最终能否形成确定需求，仍需等待正式招标文件披露项目地区、标段规模、开发模式、购电机制、储能配置以及并网时间。 根据印尼能源部数据，截至2025年底，印尼太阳能发电累计装机约1.49GW。按此计算，30GW相当于其现有光伏装机规模的约20倍，100GW则接近现有装机的67倍。 如此大规模的扩张不仅涉及组件供应，还将同步考验逆变器、储能、变压器、输配电网络、土地、工程建设、融资和长期运维能力。 30GW计划与现行RUPTL仍需进一步衔接 根据印尼《电力供应商业计划（RUPTL）2025—2034》，未来十年全国计划新增69.5GW电源及储能容量。其中，可再生能源及新能源发电约42.6GW，占比约61%；电池储能和抽水蓄能约10.3GW，占比约15%；化石能源发电约16.6GW，占比约24%。 因此，政府所称约76%的绿色新增容量，实际包括61%的新能源及可再生能源发电项目和15%的储能，并非全部属于发电装机，也不代表2034年可再生能源发电量占比将达到76%。 从具体技术路线来看，现行RUPTL规划到2034年新增太阳能发电约17.1GW，低于此次提出的30GW第一阶段目标。这意味着100GW光伏计划可能需要通过修订RUPTL、设立专项采购机制或新增国家级项目安排实现。 在正式规划和项目清单完成调整前，市场仍需避免将30GW政治目标直接计入确定性装机预测。 光伏不能与柴油装机简单进行一比一替代 印尼政府还提出，2026年将加快停止约13GW柴油发电容量，并以光伏等非化石能源替代。其主要政策逻辑是减少偏远岛屿及弱电网地区对柴油和进口燃油的依赖，降低高成本燃油发电对财政补贴和电力供应成本的压力。 但需要注意的是，光伏装机容量与柴油发电容量不能简单进行一比一替换。 按照15%—20%的容量因子估算，30GW光伏的全年平均出力约为4.5—6GW，且夜间无法发电。若要可靠替代柴油机组，还需要配置足够的电池储能、可调节电源、微电网控制系统及备用容量。 同时，印尼能源部2024年全国电力统计中的柴油发电装机约为5.82GW，与此次提出的13GW退役口径存在较大差异。13GW是否包含租赁机组、离网机组、备用机组或其他燃油发电设施，目前尚待政府公布更详细的项目清单。 因此，后续判断去柴油化计划的实际规模，需要重点关注具体机组、所在电力系统、年利用小时、燃料成本及替代电源配置，而不能只比较名义装机容量。 储能和电网将成为100GW计划的核心约束 此前披露的100GW计划初步构想包括约80GW村级分布式光伏和20GW集中式光伏。其中，80GW村级项目拟覆盖约8万个村庄，按照每个村庄约1MW光伏配置，并配套总计约320GWh电池储能。 若上述设计延续，印尼100GW计划不仅是全球较大规模的光伏开发计划之一，也可能形成体量可观的储能、微电网和能源管理系统需求。 不过，本次30GW首期招标是否沿用80GW分布式加20GW集中式的项目结构，目前尚未得到确认。招标文件还需同时明确储能功率和能量容量，即分别披露GW和GWh口径。仅公布储能“容量”而不说明放电时长，无法判断其对柴油替代和电力系统可靠性的实际作用。 除储能外，输电能力也是项目落地的重要限制。印尼RUPTL规划建设约4.8万公里回路输电线路及约10.8万MVA变电容量，以解决可再生能源资源分布与用电负荷中心之间的不匹配。 对于由大量岛屿和独立电力系统构成的印尼市场而言，未来的主要瓶颈可能不是组件供应，而是项目融资、土地获取、微网改造、变压器供应、并网审批和长期运维体系。 TKDN要求或形成进口与本地组件“双轨价格” 本地化要求将直接影响30GW项目的设备采购结构。 SMM此前调研了解到，印尼政府项目及PLN项目对符合TKDN本地化含量要求的组件需求正在上升。2026年部分政府及PLN项目已开始与TKDN 4.0要求衔接，本地组件企业在强制本地化项目中具备明显的准入优势。 根据SMM 2026年6月调研，当时中国TOPCon组件FOB价格约为0.110美元/W，出口至印尼的CIF价格约为0.114美元/W。相比之下，印尼本地TKDN 25% TOPCon组件价格约为0.130美元/W，TKDN 40%产品约为0.150美元/W，本地化含量高于40%的产品价格可达到约0.185美元/W。 这意味着，低价进口组件虽然能够降低市场化项目的初始投资，但未必能够直接进入具有强制本地化要求的政府和PLN项目。随着30GW招标推进，印尼组件市场或进一步形成两套价格体系： 一是以进口高效组件为代表的市场化价格；二是以本地TKDN组件为代表的政策项目价格。 TKDN政策有利于推动印尼本地电池、组件、玻璃、边框及辅材制造，但较高的本地化溢价也可能抬升项目投资成本、购电协议价格和融资压力。如何在本土产业培育与低成本光伏开发之间取得平衡，将成为招标机制设计的重要看点。 招标规模不等于短期组件订单 从印尼既有项目节奏来看，大型招标从发布到商业运营通常需要数年时间。 例如，PLN于2026年4月启动1.225GW Mentari Nusantara I 项目招标，并采用“GIGA ONE”打捆采购机制，项目计划到2029年实现商业运营。这表明，即使首期30GW招标在2026年内正式启动，其组件采购、融资关闭、工程建设及并网需求也可能分阶段释放。 对于组件、逆变器和储能企业而言，30GW目标有望显著提高印尼中长期市场空间，但短期内不宜将全部规模转化为现货订单预期。真正能够形成设备需求的，应是完成项目授标、签署购电协议、落实土地和并网条件并完成融资关闭的项目容量。 SMM观点：政策空间已经打开，项目转化率比目标规模更重要 SMM认为，印尼此次提出启动30GW首期招标，意味着100GW计划正在从政策愿景逐步进入采购和执行阶段，有望显著提升东南亚光伏、储能及微电网市场的中长期需求预期。 但现阶段决定市场实际增量的核心变量并不是30GW这一名义数字，而是首批项目的转化率和执行时间。 后续建议重点跟踪以下节点： 第一，PLN后续发布的正式招标文件，以及30GW是否一次性招标或分年度、分地区实施； 第二，分布式和集中式项目，其他能源及是否配储能的具体比例； 第三，购电协议、项目电价、融资担保及合作社参与模式； 第四，储能系统的GW/GWh配置、放电时长和电池更换机制； 第五，TKDN本地化比例、豁免条件及本地组件产能的实际交付能力； 第六，13GW柴油机组的具体退役清单及替代时间表； 第七，项目授标、融资关闭、开工和商业运营日期。 整体来看，印尼光伏市场的政策上限正在快速打开，但行业机会将更多集中于具备本地合规、系统集成、弱电网适配、储能配置和长期运维能力的企业。未来竞争预计也将由单一组件价格，逐步转向“光伏＋储能＋微电网＋融资＋本地交付”的综合解决方案能力。 此外，由SMM（上海有色网）主办的 2026 SMM东盟光储峰会 将于2026年11月10—11日在印度尼西亚雅加达举行。本届峰会将围绕东盟光伏与储能市场趋势、政策环境、本地化要求、技术创新、项目开发及投融资合作展开，并设置主论坛、供需对接、商务洽谈和企业参访等环节，预计汇聚来自11个以上国家及地区的250余位产业代表和25位以上演讲嘉宾，推动政府机构、电力企业、项目开发商、EPC、光储设备企业、系统集成商及投资机构建立合作联系，共同探讨印尼100GW光伏计划及东盟新能源市场的落地机遇。

近年来，印尼能源转型进程明显提速。随着政府提出更积极的可再生能源发展目标，叠加矿业低碳化、岛屿型电力系统改造、浮体光伏项目落地以及本土制造体系建设推进，印尼光伏、储能及微电网市场的长期发展空间正在进一步打开。 SMM在近期参加印尼关键金属大会（ICM）及其煤炭与能源转型专题论坛期间，与当地光伏企业、储能及能源系统解决方案企业、矿端相关企业、行业协会，以及印尼国家电力公司PLN相关人士交流后了解到，当前印尼能源转型并非单纯由光伏装机目标驱动，而是正在逐步从“政策规划”走向“具体应用场景”。其中，矿区能源转型、弱电网及离网场景、浮体光伏、本地化组件制造、储能系统以及绿电和碳管理需求，正在成为印尼新能源市场发展的主要线索。 政策目标明确，但短期落地仍受电网与项目机制制约 从政策方向来看，印尼政府对可再生能源的支持力度正在提升。无论是长期的光伏装机目标，还是PLN相关电力规划，都显示出印尼希望通过太阳能、水电、地热、风电及储能等方式改善能源结构，并逐步降低对传统化石能源的依赖。 不过，从实际市场反馈来看，印尼能源转型仍处于“目标明确、落地谨慎”的阶段。印尼是典型的群岛国家，主电网主要覆盖爪哇和巴厘岛，其他许多岛屿仍更多依赖微电网、自备电或柴油发电系统。如果将远端岛屿或矿区全部接入主电网，不仅建设成本较高，也会面临较大的输配电损耗。因此，电网条件成为印尼新能源项目落地过程中最核心的现实约束之一。 与此同时，项目审批、土地协调、融资条件、PPA机制、本地化要求以及PLN项目执行节奏，也会影响光伏及储能项目的实际推进速度。部分企业认为，印尼中长期市场潜力明确，但短期不会出现简单快速放量，项目落地仍需要政策、电网、资金和终端需求共同配合。 矿端能源转型成为最具确定性的增量场景 与普通地面光伏项目相比，矿区及工业用能场景正在成为印尼能源转型中更具商业逻辑的方向。印尼拥有丰富的镍、铜、铝土矿、硅石等矿产资源，矿区及冶炼项目往往分布在苏拉威西、加里曼丹等电网基础相对薄弱的区域。部分矿区长期依赖煤电、柴油或自备电厂，电力成本较高，同时也面临传统能源价格波动和碳排放压力。 从企业交流情况来看，矿区能源转型已经不再只是环保要求，而是同时关系到能源安全、成本控制、出口竞争力和下游客户准入。对于镍、铜等关键金属企业而言，未来出口至欧洲、日本、韩国等市场时，产品碳足迹、ESG要求、电池护照及潜在碳成本都可能成为重要约束。矿企如果能够提高绿电使用比例，将有助于降低单位产品碳排放，并提升其在国际供应链中的竞争力。 在这一背景下，光伏、风电、储能、柴油备份及微电网控制系统的组合方案，正在成为矿端能源转型的重要路径。对于弱电网或无电网地区，风光储系统不仅可以降低综合度电成本，也可以提升供电稳定性，减少矿企对柴油和外部电网的依赖。 微电网与储能是印尼新能源发展的关键支撑 印尼能源转型的难点并不只是“建多少光伏”，而是如何让可再生能源在复杂电网环境下稳定运行。由于岛屿分散、负荷结构复杂、部分区域电网强度不足，单纯依靠光伏组件并不能解决全部问题。储能系统、PCS、EMS、逆变器、变压器及智能调度能力，将成为项目能否稳定运行的关键。 SMM认为，印尼市场具备较大的可再生能源发展潜力，但其电网结构相对复杂，许多项目并不是简单安装单一设备即可解决，而是需要综合考虑系统匹配、电网稳定性、长期运维及本地交付能力。对于弱电网、微电网及浮体光伏项目，一体化系统解决方案有助于减少不同设备之间的适配问题，提高系统稳定性和服务响应效率。 同时，SMM在企业交流中了解到，未来印尼矿业能源系统将逐步从单一设备采购，走向“风光储 + AI + 碳管理”的综合解决方案。尤其是在风电和光伏出力存在波动的情况下，AI能力可用于气象预测、发电侧调度、用电侧匹配及系统运行优化，从而提升新型电力系统的经济性和稳定性。 因此，印尼新能源市场未来的竞争重点，可能不再只是组件、逆变器或储能电池的单一价格竞争，而是系统集成能力、弱电网适应能力、长期运维能力和本地交付能力的综合竞争。 浮体光伏有望成为印尼特色应用场景 除了矿区能源转型，浮体光伏也是印尼市场值得关注的重要方向。印尼岛屿众多，水库及水体资源较为丰富，同时部分地区也面临土地资源受限的问题，使浮体光伏具备较强的应用基础。近年来，Cirata等大型浮体光伏项目的落地，已经为印尼后续同类项目提供了示范作用。 据SMM了解，2026年印尼仍有多个浮体光伏项目正在推进，其中包括Karangkates floating project，规模约130MWdc；以及Saguling floating project，规模约92MWdc。上述项目均涉及TKDN 4.0 豁免，也反映出在本地化供应能力、项目执行周期及组件技术选择之间，印尼浮体光伏市场仍需要在政策要求与项目落地效率之间进行平衡。 从项目需求来看，大型浮体光伏对系统方案的要求较高，需综合考虑组件效率、逆变器选型、线缆成本、浮体系统、运维便利性及长期稳定性。相比普通地面项目，浮体光伏对单位面积发电能力、设备可靠性及系统集成能力要求更高，因此高效组件、集中式逆变器、储能及智能运维方案均有望在该类项目中获得更多应用机会。 整体来看，浮体光伏有望成为印尼新能源市场中较具代表性的应用场景之一。一方面，其能够缓解部分项目的土地约束；另一方面，也有助于推动高效组件及系统化解决方案在印尼市场的应用。不过，后续项目放量仍需关注本地化政策执行、项目审批、并网条件及融资安排等因素。 TKDN本地化要求推动本土制造，但成本溢价仍明显 印尼能源转型的另一条主线是本地化制造。随着TKDN本地化要求持续推进，印尼政府及PLN相关项目对本地化组件的需求正在上升，本地组件制造企业在政府项目和强制本地化项目中具备一定市场空间。 据SMM了解，2026年印尼部分政府及PLN相关项目将逐步进入执行阶段，其中约1.2GW项目需求与TKDN 4.0本地化含量要求密切相关。由于相关项目需要使用符合TKDN要求的组件，本地化组件需求仍主要由政府项目、PLN项目及强制本地化应用场景驱动。 来源：SMM 不过，从价格体系来看，本地TKDN组件价格明显高于中国进口组件。根据SMM调研，10MW以上项目的TKDN组件价格约为14.5美分/W，小规模项目价格可能达到约16美分/W。通常TKDN含量约40%的组件相比中国进口组件价格高出约20%–30%。这一溢价主要来自本地制造成本、供应链配套不足、技术效率差异以及政策定价机制。 SMM认为，印尼本地组件并不是完全与中国进口组件直接竞争，而是更多服务于政府项目、PLN项目及强制本地化要求较高的应用场景。未来印尼组件市场可能逐步形成两套价格体系：一套是以进口高效组件为主的市场化价格体系，另一套是以TKDN组件为主的本地化项目价格体系。对于价格指数和市场研究而言，区分本地TKDN组件价格、进口组件价格及二者之间的溢价，将变得越来越重要。 印尼TKDN限制对于光伏发展究竟是利是弊？ 印尼能源转型的另一条主线是本地化制造。随着TKDN本地化要求持续推进，印尼政府及PLN相关项目对本地化组件的需求正在上升，本地组件制造企业在政府项目和强制本地化项目中具备一定市场空间。 据SMM了解，目前中国TOPCon组件FOB价格约为0.110美元/W，出口至印尼的TOPCon组件CIF价格约为0.114-0.12美元/W。相比之下，印尼本地TKDN组件价格整体明显更高，其中TKDN 25% TOPCon组件价格约为0.130美元/W，TKDN 40% TOPCon组件价格约为0.150美元/W，TKDN高于40%的TOPCon组件价格则可达到约0.185美元/W。 从价格差异来看，TKDN 25%组件较中国CIF印尼组件价格溢价相对有限，约为5%左右；但随着本地化含量要求提升，成本溢价明显扩大。TKDN 40%组件较中国CIF印尼组件价格高出约21%，而TKDN高于40%的组件价格则较中国CIF印尼组件价格高出约49%。这一差异主要来自本地制造成本、供应链配套不足、产线规模效应有限、技术效率差异以及政策定价机制等因素。 来源：SMM 短期来看，TKDN要求有助于提升印尼本地组件产能利用率，推动电池、组件、玻璃、铝边框及其他辅材环节在当地形成更完整的制造配套，也有助于重塑印尼光伏制造链和本土就业体系。 但从项目经济性角度来看，TKDN限制也会对印尼未来光伏发展带来一定成本与收益平衡挑战。一方面，本地化要求能够增强印尼光伏供应链自主性，提升本土制造能力，并为政府项目和PLN项目提供本地产业支撑；另一方面，较高的TKDN组件价格会推高项目初始投资成本，并可能影响部分项目的PPA价格、投资回报周期及终端开发积极性。 SMM认为，印尼本地组件并不是完全与中国进口组件直接竞争，而是更多服务于政府项目、PLN项目及强制本地化要求较高的应用场景。未来印尼组件市场可能逐步形成两套价格体系：一套是以进口高效组件为主的市场化价格体系，另一套是以TKDN组件为主的本地化项目价格体系。对于印尼能源转型而言，TKDN政策能够推动制造链本地化重塑，但若成本溢价长期维持在较高水平，也可能对光伏项目放量速度形成一定约束。因此，如何在本土制造收益与项目开发成本之间取得平衡，将成为印尼光伏市场后续发展的关键问题。 矿业低碳化将推动“绿电 + 碳管理”需求上升 在关键金属产业链中，能源转型的意义正在从“降电费”延伸至“降碳足迹”。尤其是在镍、铜、硅石等矿产资源开发过程中，未来终端客户可能会越来越关注原材料生产过程中的电力来源、碳排放强度及可追溯性。 远景能源在交流中提到，其优势不仅在于提供绿色电力系统，也在于碳管理能力。通过基于物联网平台的碳管理系统，企业可以对开采、冶炼、生产过程中的端到端碳排放进行核算，并进一步分摊至单位产品碳足迹。相比传统Excel静态核算，实时追踪系统更有助于企业对接认证机构，缩短认证周期并降低认证成本。 对于印尼矿企而言，未来低碳能力可能不仅影响生产成本，也会影响产品进入国际市场的能力。随着下游电池、汽车及金属消费企业对低碳原料要求提高，印尼矿企对绿电、储能、碳管理和可验证绿色电力的需求有望持续增加。 SMM观点：印尼能源转型将从“装机目标”走向“系统解决方案” 整体来看，印尼能源转型正在从政策目标驱动，逐步走向矿端、岛屿、浮体光伏及工业园区等具体场景落地。短期来看，印尼光伏市场仍面临电网接入、项目融资、PPA机制、本地化要求和项目执行节奏等限制，实际装机释放仍需时间。但中长期来看，印尼特殊的岛屿结构、丰富的矿产资源、高成本自备电场景以及下游低碳供应链要求，将持续为光伏、储能、微电网和碳管理系统创造需求。 未来印尼新能源市场的核心竞争力，或将不再局限于单一组件价格，而是转向更综合的系统能力。对于新能源企业而言，谁能够提供适应弱电网、离网、浮体光伏和矿区负荷特征的一体化解决方案，谁就更有机会在印尼能源转型中获得长期市场份额。 对于SMM而言，后续印尼市场研究也需要从传统组件价格进一步延伸至TKDN组件溢价、本地制造成本、浮体光伏项目进展、矿区绿电需求、储能系统成本、微电网配置、低碳矿产出口要求以及硅石、石英砂等上游原料价格体系。随着印尼能源转型进入更实际的项目落地阶段，价格透明度、成本测算及数据服务的重要性将进一步提升。